低渗透油藏注水诱发裂缝实验研究——以鄂尔多斯盆地吴起吴仓堡长9油藏为例

赵思远，贾自力，吴长辉，曲世元，洪千里，王 锋

(1.陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，西安 710075；2.中国石油大学(北京) 油气资源与探测国家重点实验室，北京 102249；3.延长油田股份有限公司靖边采油厂，陕西 延安 718500)

目前非常规油气成为我国勘探开发工作的主要对象，其中低渗透油藏已成为储量增长的主体。低渗透油藏通常具有低孔低渗、孔喉细小、孔隙结构复杂、存在启动压力梯度等特点，采用注水补充地层能量时，需要克服启动压力梯度[1]。前人研究表明，低渗透油藏注水开发时，渗透率越低、油相黏度越大，最大渗流阻力越大，但是驱替效率随着注水倍数、驱替压力梯度的提高呈上升趋势，通过提高注水压力、增加注水量可提高低渗透油藏水驱能力，扩大注水波及面积，提高注水开发效果[2-6]。随着低渗透油藏注水开发一段时间后，井组内普遍出现油井方向性水淹，其他方向的油井注水不见效的现象[7-10]。针对这一现象，有的学者对不同油田开发动态特征进行分析，认为造成方向性水淹的主要原因是注水井与水淹井之间诱发了裂缝，并对这种裂缝的形成机理进行了研究[7-16]；有的学者利用数值模拟软件分析动态裂缝的起裂、延伸、趋于闭合的演化过程，动态裂缝造成水窜，加剧了低渗透储层的非均质性[1]。目前针对诱发裂缝的理论研究有了一定基础，但是缺少注水诱发裂缝实验依据，更没有实现注水诱发裂缝产生的实验研究，给油田注水开发工作带来不变。

该研究在前人研究的基础上，创新设计了注水诱发裂缝模拟实验装置，实现了在地层压力条件下使岩心产生注水诱发裂缝，再现了油田注水开发过程中产生诱发裂缝的现象，并在此基础上分析诱发裂缝产生的条件及原因。该研究成果系首次从实验角度实现了在驱替过程中使岩心产生裂缝，而不是先给岩心造缝再进行驱替，为注水诱发裂缝实验及低渗透油藏驱替实验的研究起到了借鉴作用，也可以作为现场注水开发工作的依据。

1 实验方法及条件

1.1 实验方法与原理

常规的岩心水驱油实验中，注入压力随注入流量的增加而增加，但是注入压力不能大于围压，否则注入水会沿着岩心与胶套的缝隙处流出，达不到使岩心产生裂缝的目的。该研究通过新研制的岩心夹持器，利用围压模拟储层岩石上覆压力，进水管深入岩心内部而不再只是与夹持器进水端相连接，采用恒定注入速度，模拟低渗特低渗油藏实际注入特征，同时通过出口段的流出动态分析储层岩心注水特征，根据压力曲线判定注水诱发裂缝的条件及特征。

1.2 实验样品

该研究选用3块典型的吴起吴仓堡长9储层岩心，孔隙度为13.20%～15.17%，渗透率为0.123～0.178 mD，具体数据见表1。该研究所用岩心属于低渗透油藏，物性差，非均质性强。

1.3 实验装置

实验所用的主要装置有环压夹持器、恒速恒压泵、加压泵、传感器等，如图1所示。

1.4 实验内容与过程

该研究实验主要分为如下2部分:

1)首先要对岩心进行处理，岩心需钻一个直径为进水管直径大小、深度1～2 cm的孔，进水管插入该孔内后用环氧树脂封堵岩心；然后装入岩心夹持器中，并利用装置进行注水诱发裂缝实验。

2)实验采用恒定的围压模拟岩石上覆压力，设定围压为20 MPa，采用恒定注入速度模拟低渗透油田实际注水特征，观测注入压力P注入曲线变化，判定注水诱发裂缝特征。

3)将已经产生裂缝的岩心浸泡在水中，通过注气产生气泡再现已产生的裂缝通道，观察岩心裂缝形态及延展情况。

2 实验结果与分析

实验结果见表2，相关参数曲线如图2～图4所示。该实验使用了3块长9岩心用于低渗透油藏注水诱发裂缝模拟实验研究，根据实验结果发现，在注入过程中，只有当注入压力超过围压后，岩心才会产生裂缝，即必须超过储层岩石的上覆压力才会产生裂缝。因此只有超过围压的这部分压力才是产生起裂效果、对裂缝的宽度及长度起作用的有效压力，即起裂有效压力ΔP，其计算如式(1)所示：

图3 W7号岩心注入压力、有效压力与流量曲线图

图4 W8号岩心注入压力、有效压力与流量曲线图

表2 吴起吴仓堡长9三块岩心实验数据结果表

ΔP=P注入-P上覆

(1)

根据有效压力计算结果显示，有效压力对岩心的起裂敏感度更强，结合注入压力、围压与流量曲线图，有效压力与流量曲线图及注气再现裂缝实验照片分析得出:

对W1号岩心的注入速度由1 ml/min增加至1.5 ml/min时，有效压力增加至2.9 MPa后，在2.8～3.1 MPa内波动频繁，表明注入压力达到了岩心渗流压力点或引起轻微裂缝，但是岩心非均质性比较强，渗透率小范围内差异性交大，该压力还不足以诱发裂缝的产生；当注入速度增加至2 ml/min后，有效压力短时间内达到了3.2 MPa后下降至2.7 MPa，最终稳定在2.57～2.63 MPa，表明此时岩心已经产生延伸至表面的裂缝。图5所示为W1号岩心诱发裂缝位置，可以看到岩心表面的裂缝位置及长度，因此可以确定W1号岩心的起裂有效压力为峰值压力3.2 MPa，起裂注入压力为23.2 MPa。

对W7号岩心为恒定的注入速度2 ml/min，在图3上可以看到存在2次波峰压力，第一次压力峰值为2.8 MPa，第二次峰值为4.2 MPa，岩心产生动态裂缝后稳定压力在3.5～3.8 MPa，因此W7号岩心的起裂有效压力为4.2 MPa，即起裂注入压力为24.2 MPa。图6所示为W7号岩心诱发裂缝位置，可以看到W7号岩心延伸至表面的裂缝长度小于其他两块岩心，曲线上存在2次峰值压力，在稳定后压力呈缓慢上升趋势，表明岩心内靠近注水管位置岩心物性好，脆性指数高，容易产生裂缝，延裂缝延伸方向岩心越来越致密，起始压力达不到裂缝延伸的目的才导致出现了第二次的峰值压力，并且比第一次要高，充分体现出该岩心非均质性是3块岩心中最强的，并且非均质差异分布明显。

图6 W7号岩心诱发裂缝位置图

W8号岩心也为恒定的注入速度2 ml/min，有效压力的峰值为3.9 MPa，因此W8号岩心的起裂有效压力为3.9 MPa，即起裂注入压力为23.9 MPa。由图7可以看到W8号岩心存在明显的2条长裂缝，压力曲线在峰值压力后平稳段有明显的压力降低现象，表明岩心在产生诱发裂缝后随着注水时长的增加，裂缝开启度越来越大，导致恒速条件下所需的注入压力越来越低。

图7 W8号岩心诱发裂缝位置图

3 对比常规驱替实验

该研究还对比进行了常规驱替实验与诱发裂缝实验，实验结果见表3，驱替压力与流速曲线如图8和图9所示。可以发现，常规驱替实验注入压力和流速成正比，即随着注入压力的增加，注入流量基本呈线性增加；但是没有出现注入压力峰值，在超过围压后也是呈线性增加，即不能产生诱发裂缝。

图8 L1岩心驱替压力与流速曲线图

图9 L2岩心驱替压力与流速曲线图

通过2个实验的对比得出，常规驱替实验在实验时只要设备允许，可以无限制增加驱替压力，得出不同注水倍数和驱替压力下的极限驱油效率和采出程度[23-25]，但是现场实际过高的注水倍数和注入压力会产生暴性水淹现象。因此在研究注水倍数和驱替压力对采出程度的影响时，需要用岩心起裂压力作为约束，得出合理的注水倍数和注入压力，避免现场实施时过早出现水窜，以达到最好的驱油效果及最大的采出程度。对于低渗透油藏，水窜水淹现象对注水倍数和注入压力更为敏感，因此要选择适度温和的注水技术政策，避免或延缓出现诱发裂缝而引起水窜水淹，扩大水驱波及效率，提高水驱采收率。

4 结论

1)该研究通过对研究区长9岩心进行注水诱发裂缝模拟实验，成功产生了注水诱发裂缝，为更切合实际的注水诱发裂缝、合理注水技术政策实验研究提供了基础。尽管低渗透储层非均质性强，同一块岩心内非均质性、物性差异变化大，导致存在不同的压力特征，出现裂缝的必要条件是注入压力大于围压，即注入压力要超过储层岩石的上覆压力，实验有效压力为3.2～4.2 MPa，平均值3.8 MPa。

2)常规驱替实验注入压力与流速成正比，随着注入压力的增加，注入流量基本呈线性增加，不能产生诱发裂缝；只要设备允许，可以无限制增加驱替压力，得出不同注水倍数和驱替压力下的极限驱油效率和采出程度，与现场实际的暴性水淹现象不符，因此需要用岩心起裂压力作为约束，得出合理的注水倍数和注入压力，避免现场实施时过早出现水窜，达到最好的驱油效果及最大的采出程度。

3)对于低渗透油藏注水开发，选择适度温和的注水技术政策，可以避免形成动态裂缝或延缓动态裂缝的延伸速度，杜绝暴性水淹，有效扩大水驱波及体积，提高水驱采收率。